Informe Marco 2008 - ComisiÃ³n Nacional de EnergÃa

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que permita optimizar la distancia entre los puntos de entrada y las zonas de consumo, reduciendo la distancia media a recorrer por el gas natural y maximizando la capacidad de transporte del sistema. En relación con el sistema de transporte, son necesarios mallados de la red que permitan mejorar la seguridad de suministro ante eventuales interrupciones de las entradas al sistema o problemas en el sistema de transporte, todo ello sin sobrecostes relevantes. Con estos criterios de diseño, la planificación ha definido el conjunto de infraestructuras necesarias para cubrir la demanda prevista. A continuación se evalúa el comportamiento del sistema con estas infraestructuras, comparando el funcionamiento del sistema año a año con la demanda prevista, hasta la fecha final del horizonte temporal de este Informe Marco, es decir, el año 2012. 6.1.1.2. Hipótesis de demanda de gas El escenario de demanda de gas anual que se considera en este capítulo se corresponde con el escenario probable descrito en el apartado 3, resumido en la figura 6.1.1. La demanda de ciclos combinados elegida es la correspondiente al escenario de ciclos más probable. La demanda que se utiliza para el dimensionamiento de infraestructuras de transporte es la demanda del día punta (figura 6.1.2). Figura 6.1.1. Escenario probable de demanda anual GWh 2009 2010 2011 2012 Incremento medio [%] Demanda Convencional 262.639 269.947 277.592 286.038 2,2% Demanda generación eléctrica 172.484 179.390 186.915 199.166 1,5% C.T. Convencionales 2.853 1.900 1.567 1.203 –19,4% C.T. Ciclo combinado 169.631 177.490 185.348 197.963 1,8% Total demanda 435.123 449.337 464.507 485.204 1,9% Fuente: CNE. Figura 6.1.2. Escenarios de demanda punta considerados GWh/día 2009 2010 2011 2012 Escenario central demanda punta Convencional 1.203 1.213 1.224 1.238 Mercado eléctrico (Probable) 867 950 1.064 1.237 TOTAL 2.070 2.163 2.289 2.475 Escenario superior demanda punta Convencional 1.203 1.213 1.224 1.238 Mercado eléctrico (Alto) 1.081 1.185 1.329 1.545 TOTAL 2.284 2.399 2.553 2.783 Fuente: CNE. 164
Esta demanda punta ha sido calculada a partir de la demanda convencional anual prevista de acuerdo con un factor de punta del 1,69 (según se detalla en el capítulo 3.1) y la demanda punta de generación eléctrica, que en su mayor parte corresponde a los nuevos ciclos combinados, si bien durante el horizonte del estudio todavía se consideran aportaciones a las centrales térmicas convencionales de fuel-gas. Se consideran los dos escenarios de punta diseñados en el capítulo 3.1, central y superior, que resultan de agregar a la demanda punta convencional las puntas probable y alta del mercado de generación eléctrica, respectivamente. La distribución prevista de ciclos combinados por Comunidades Autónomas, con la que se han realizado las simulaciones, sería la recogida en la figura 6.1.3. Al tratarse de una actividad liberalizada, esta previsión podría estar sujeta a diversas variaciones. De hecho, en la figura 6.1.3 se presenta el Escenario de implantación de ciclos previsto por ENAGAS, que si se compara con el Escenario Probable que recogía los proyectos con Autorización Administrativa y/o contrato de acceso a la red gasista firmado, se observa que el escenario usado por ENAGAS en las simulaciones es ligeramente superior (salvo en 2011, que incluye un grupo menos). Esto redunda en un criterio más conservador a efectos del cálculo de la cobertura de red en las simulaciones que se plantean en la siguiente página. 6.1.1.3. Demanda de gas en tránsito El término gas en tránsito se aplica a aquellas cantidades de gas que entran en el sistema gasista español para ser transportadas a otros países conectados a las redes españolas. En España existen actualmente en funcionamiento cinco conexiones internacionales por gasoducto, que conectan nuestro sistema gasista con Marruecos así como con los sistemas gasistas de Francia y Portugal, que podrían emplearse para el transporte de gas en tránsito. Se trata de las conexiones internacionales de Tarifa, las de Badajoz y Tuy, que unen el sistema español y portugués, y las conexiones internacionales de Irún y Larrau, que unen nuestro sistema con el francés. Este número se verá incrementado en un futuro próximo, dado que existen nuevos proyectos de interconexión a través de gasoducto con los países vecinos. Concretamente, en la actualidad está en construcción el gasoducto Medgaz, que une directamente la Península con Argelia y se estima que entre en funcionamiento a partir de la segunda mitad 2009. También está prevista la construcción de una nueva interconexión, el gasoducto de Midcat, que uniría los sistemas gasitas francés y español a través de la zona oriental de los Pirineos catalanes. Asimismo, se prevé el incremento de la capacidad de interconexión por los gasoductos existentes, tanto con Portugal como con Francia, a través de diversos proyectos distribuidos en varias etapas. En el caso de la interconexión con Portugal, el incremento previsto de capacidad es reducido, dado el buen nivel de interconexión con este país existente en la actualidad, si bien en el caso de Francia se estiman necesarios incrementos notables de la capacidad de las interconexiones, que redunden en la seguridad de suministro a ambos lados de la frontera y en la creación de un mercado regional de gas en la zona. El sistema actual presenta tránsitos habituales de gas desde Marruecos hasta Portugal, así como tránsitos a Francia, de menor cuantía. El tránsito hacia Portugal, desde Tarifa a Badajoz a través del gasoducto Al-Andalus y gasoducto de Extremadura, tiene un valor nominal de unos 87 GWh/ día. No obstante, según estimaciones del Gestor, el factor de utilización se sitúa entre el 85% y el 100%, con una valor probable del 92%. Las entradas a España a través de la interconexión de Tuy dependerán notablemente de la regasificación en la planta de Mugardos, siendo su criterio de utilización la seguridad de suministro del sistema. En particular, durante 2007 fue necesaria su 165
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